Приложение к свидетельству № 46186
об утверждении типа средств измерений
лист № 1
всего листов 8
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП-220 кВ «Росляковская - Югра» филиала
ОАО «Тюменьэнерго» «Нефтеюганские электрические сети»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) СП-220 кВ «Росляковская - Югра» филиала ОАО «Тюменьэнер-
го» «Нефтеюганские электрические сети» (далее – АИИС КУЭ) предназначена для измерения
активной и реактивной электроэнергии, потребленной (переданной) за установленные интерва-
лы времени отдельными технологическими объектами, сбора, хранения и обработки получен-
ной информации. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих
расчетов.
Описание средства измерений
АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую систему с централизованным управ-
лением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- периодический (1 раз в сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к
единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с
заданной дискретностью учета (30 мин);
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей
требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз
данных) и от несанкционированного доступа;
- передача в организации–участники оптового рынка электроэнергии результатов из-
мерений;
- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о
состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций – участников
оптового рынка электроэнергии;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанк-
ционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и
т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств
АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - информационно-измерительные комплексы (ИИК), включающие в себя
измерительные трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформато-
ры напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2001, счётчики активной и реактивной электроэнергии по
ГОСТ P 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-2005 в ре-
жиме измерения реактивной электроэнергии.
2-й уровень – устройства сбора и передачи данных (УСПД) «ЭКОМ-3000» со встроен-
ным устройством синхронизации времени на GPS-приемнике и технические средства приема-
лист № 2
всего листов 8
передачи данных.
3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя
каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД), автоматизированные рабочие места
персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО).
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансфор-
маторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи посту-
пают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике
мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным
значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются
мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с.
Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям актив-
ной и полной мощности.
Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформа-
ции:
- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за
период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов
времени 30 мин;
- средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы
УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача
накопленных данных по проводным линиям либо с использованием стационарных терминалов
сотовой связи на верхний уровень системы (сервер БД).
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измеритель-
ной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов
трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление
справочных и отчетных документов. Отображение информации на мониторах АРМ и передача
информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сер-
вера БД по выделенному каналу передачи данных через интернет-провайдера.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая вклю-
чает в себя устройство синхронизации времени на GPS-приемнике, входящее в состав УСПД,
встроенные часы сервера АИИС КУЭ, УСПД и счетчиков. Время часов УСПД синхронизиро-
вано с сигналами точного времени от GPS-приемника. Погрешность синхронизации не более
0,1 с. Сличение времени часов сервера БД с временем часов УСПД осуществляется каждый час.
Коррекция времени часов сервера выполняется один раз в сутки при достижении допустимого
расхождения времени часов сервера и УСПД на ±3 с. Сличение времени часов счетчиков и
УСПД осуществляется при каждом сеансе связи, коррекция времени часов счетчиков происхо-
дит при расхождении со временем часов УСПД на
±
3 с. Погрешность часов компонентов сис-
темы не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД отражают: время (дата, часы, ми-
нуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируе-
мого и корректирующего устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и кор-
ректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
лист № 3
всего листов 8
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программный комплекс (ПК) «Энергосфера» в состав ко-
торого входит специализированное ПО. ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту программного
обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Сред-
ством защиты данных – является кодирование данных, обеспечиваемое программными средст-
вами ПК «Энергосфера».
Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню
«С» (по МИ 3286-2010). Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ – влияния
нет.
MD5
MD5
Автоматический
контроль системы,
AlarmSvc.exe
6.5.33.474
c0db12dc5686c9acf9980303c923
d1fd
MD5
6.5.41.1162
9ba27b719d2a10cd4f3e70da17d5
ded2
MD5
6.5.85.1478
7e5fdbb0cf53b38e787ec598a96c
dbc0
MD5
CRQ-интерфейс к
БД, CRQonDB.exe
6.5.21.349
65b336ac601719b5f43af63c1089
5fb7
MD5
6.5.89.2724
6b6b17f239bf2e4377f765d841d5
5a5a
MD5
ПК «Энергосфера»
Сервер опроса,
Pso.exe
6.5.45.1916
2adc04956823ac3f03cdd1d9d294
7d77
MD5
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения (ПО)
Наимено-Идентификацион-Номер версииЦифровой идентификатор про-
ваниеное наименование(идентифика-граммного обеспечения (кон-
про- программного ционный но- трольная сумма исполняемого
граммногообеспечениямер) про-кода)
обеспече- граммного
нияобеспечения
Алгоритм
вычисле-
ния циф-
рового
идентифи-
катора
программ-
ного обес-
печения
Консоль
b400
6.5.27.5702
ратора ,
админист-
6.5.70.1029
e79734fd4e1ccb2356eee943e5d1
AdCenter.exe
Редактор структу-
ры объектов учётаb5а743с258еа1bf8b07ff118cb4ef
и расчётных схем, 6с6
AdmTool.exe
Настройка пара-
метров УСПД
ЭКОМ, config.exe
Автоматизирован-
ное рабочее место,
ControlAge.exe
Центр экспор-
та/импорта макет-
ных данных,
expimp.exe
лист № 4
всего листов 8
Метрологические и технические характеристики
ВЛ-220
Пыть-Ях –
Росляков-
ская
ВЛ-220
Магистраль-
ная – Росля-
ковская
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические
характеристики.
Метрологические
Состав измерительного каналахарактеристики
Номер точки
№измерений
п/п и наименова-
ние объекта
Вид
Основ-
греш-
ность в
%
1 1
ВСТ
100׃√3
Зав.№
8615-470
Зав.№
8615-471
Зав.№
Зав №4
2 2
ВСТ
Зав №
Зав.№
100׃√3
Зав.№
Зав.№
8615-472
Зав.№
4
Кл. т.
3 3ОЭВ-220
3000
± 1,8
электро-
ная по-
Погреш-
ТТТНСчетчикУСПД
энергии
ность,
раб. усл.,
%
СРВ-245
1000/5
220000׃√3/
A1802RAL-
Кл. т.
.
0,2S
Кл.
т
. 0,5
P4GB-DW-
30934962Кл. т.
Зав.№ 0,2S/0,5
30934963Зав.№
Зав.№ 1224212
30934964
8615-473
СРВ-245
1000/5
220000׃√3/
A1802RAL-
Кл. т.
.
0,2S
Кл.
т
. 0,5
P4GB-DW-
30933465
8615-474
0,2S/0,5
ЭКОМ Активная,
± 0,8± 1,2
30933466 Зав.№Зав. №Реактив-
Зав.№122421708102929ная
30933467
8615-469
СРВ-245
220000׃√3/
ВСТ100׃√3
1000/5Кл. т. 0,5A1802RAL-
Кл. т. 0,2S Зав.№ P4GB-DW-
Зав.№ 8615-470/ 4
30928733 8615-474 Кл. т.
Зав.№Зав.№0,2S/0,5
30928741 8615-471/ Зав.№
Зав.№8615-4721224215
30928739 Зав.№
8615-473/
8615-469
± 2,1
лист № 5
всего листов 8
ВЛ-220
Югра-1
ВЛ-220
Югра-2
Окончание таблицы 1
Метрологические
Состав измерительного каналахарактеристики
Номер точки
№измерений
п/п и наименова-
ние объекта
Вид
ная по-
греш-
ность в
%
4 4
ВСТ
Зав №
Зав.№
Зав.№
30928740
100׃√3
Зав.№
Зав.№
4
Кл. т.
1224199
5 5
ВСТ
Зав №
Зав.№
Зав.№
100׃√3
Зав.№
Зав.№
Зав.№
4
Кл. т.
Зав.№
электро-
Основ-
Погреш-
ТТТНСчетчикУСПД
энергии
ность,
раб. усл.,
%
СРВ-245
1000/5
220000׃√3/
A1802RAL-
Кл. т.
.
0,2S
Кл.
т
. 0,5
P4GB-DW-
30928734
8615-474
0,2S/0,5
30928737
8615-472
Зав.№
Зав.№ЭКОМ Активная,
8615-469 3000
СРВ-245Зав. №Реактив-
1000/5
220000׃√3/
A1802RAL-
08102929 ная
Кл. т.
.
0,2S
Кл. т. 0,5
P4GB-DW-
30928735
8615-470
0,2S/0,5
30928736
8615-471
1224200
30928738
8615-473
± 0,8± 1,2
± 1,8± 2,1
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности
(получасовая);
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответ-
ствующие вероятности 0,95;
3. Нормальные условия:
– параметры сети: напряжение (0,95
¸
1,05) Uном; ток (1
¸
1,2) Iном; cos
j
= 0,9 инд.;
– температура окружающей среды (20
±
5)
°
С.
4. Рабочие условия:
– параметры сети: напряжение (0,9
¸
1,1) Uном; ток (0,01
¸
1,2) Iном; 0,5 инд.
£
cos
j£
0,8 емк;
– допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от ми-
нус 40 до + 70 °С; для счетчиков от минус 40 до + 65 °С; для УСПД от минус 10 до +50 °С.
5. Погрешность в рабочих условиях указана для тока 0,05 Iном, cos
j
= 0,8 инд. и температуры
окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 10 до + 30
°
С.
6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001,
счетчики электрической энергии по ГОСТ P 52323-2005 в режиме измерения активной электро-
энергии и ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии.
7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 6
Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у пере-
численных в Таблице 2. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена
лист № 6
всего листов 8
оформляется актом. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа как неотъемлемая
часть.
8. Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в Госреестр средств измере-
ний.
Надежность применяемых в системе компонентов:
– электросчётчик Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее 120000 ч, среднее
время восстановления работоспособности не более 168 ч;
– УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 75000 ч, среднее время восстановления
работоспособности 24 ч;
–
ИВК - коэффициент готовности – не менее 0,99; среднее время восстановления работоспособ-
ности не более 1 ч.
Надежность системных решений:
–
защита от кратковременных сбоев питания УСПД с помощью источника бесперебойного
питания;
–
резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передавать-
ся в организации–участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и
сотовой связи;
В журналах событий фиксируются факты:
–
журнал счётчика:
–
параметрирования;
–
пропадания напряжения;
–
коррекции времени в счетчике;
–
журнал УСПД:
–
параметрирования;
–
пропадания напряжения;
–
коррекции времени в счетчике и УСПД;
–
пропадание и восстановление связи со счетчиком;
–
выключение и включение УСПД;
Защищённость применяемых компонентов:
–
механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
–
электросчётчика;
–
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
–
испытательной коробки;
–
УСПД;
–
сервера;
–
защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирова-
нии:
–
электросчетчика,
–
УСПД,
–
сервера.
Возможность коррекции времени в:
–
электросчетчиках (функция автоматизирована);
–
УСПД (функция автоматизирована);
–
ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
–
о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);
–
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
–
измерений - 30 мин (функция автоматизирована);
лист № 7
всего листов 8
–
сбора - 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
– электросчетчики - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее
35 суток;
– УСПД - хранение информации не менее 35 суток; хранение информации при отключе-
нии питания не менее 1 года;
– сервер БД - хранение информации не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится типографским способом на титульные листы экс-
плуатационной документации на АИИС КУЭ.
Комплектность средства измерений
Комплектность АИИС КУЭ соответствует паспорт-формуляру, в котором приведен
полный перечень измерительных, связующих и вычислительных компонентов, образующих
каждый измерительный канал.
В комплект поставки входит техническая и эксплуатационная документация на систему
и на комплектующие средства измерений, методика поверки.
Поверка
осуществляется по документу МП 49638-12 «Система автоматизированная информационно–
измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП-220 кВ «Росляковская -
Югра» филиала ОАО «Тюменьэнерго» «Нефтеюганские электрические сети». Измерительные
каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2012 году.
Средства поверки – по НД на измерительные компоненты:
-
ТТ – по ГОСТ 8.217-2003;
-
ТН – по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;
-
счетчики Альфа – по методике поверки МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энер-
гии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки»;
-
УСПД «ЭКОМ-3000» – по методике поверки МП 26-262-99.
Средства измерений для проверки нагрузки на вторичные цепи ТТ и ТН и падения на-
пряжения в линии связи между вторичной обмоткой ТН и счетчиком – по методике поверки на
АИИС КУЭ.
Сведения о методиках (методах) измерений
Метод измерений изложен в документе «Автоматизированная информационно-
измерительная система коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) СП-220 кВ «Росля-
ковская - Югра» филиала ОАО «Тюменьэнерго» «Нефтеюганские электрические сети». Руково-
дство по эксплуатации».
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ
ГОСТ 1983-2001
ГОСТ 7746-2001
ГОСТ Р 52323-2005
«Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
«Трансформаторы тока. Общие технические условия».
«Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока.
Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии
классов точности 0,2S и 0,5S».
лист № 8
всего листов 8
ГОСТ Р 8.596-2002
ГОСТ Р trial-2005
ГОСТ 22261-94
«Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока.
Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энер-
гии».
Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие тех-
нические условия.
ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные
положения.
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспе-
чения единства измерений
– осуществление торговли и товарообменных операций.
Изготовитель
ОАО «Тюменьэнерго»
Юридический адрес: 628412, Тюменская обл., г. Сургут, ул. Университетская, 4
Почтовый адрес: 628412, Тюменская обл., г. Сургут, ул. Университетская, 4
Тел.: +7 (3462) 77-63-50, 77-63-10
Факс +7 (3462) 77-66-77
Электронная почта:
Испытательный центр
ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС»
Адрес: 119361, Москва, ул. Озерная, 46
Тел.: 8 (495) 437 55 77
Факс: 8 (495) 437 56 66
Электронная почта:
Аттестат аккредитации № 30004-08 от 27.06.2008 года
Заместитель
Руководителя Федерального______________Е.Р. Петросян
агентства по техническому
регулированию и метрологии
М.п.«___»___________2012 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.